01/07/2016

Mais autonomia para o gás

Sete anos depois da publicação da Lei do Gás, a ANP regulamenta o livre acesso aos gasodutos e o swap de gás, mas será que isso já é suficiente para garantir as mudanças práticas no mercado?

Desde a publicação da Lei do Gás, em 2009, todos os elos da cadeia de gás natural aguardam com ansiedade a definição das regras de duas prerrogativas para o desenvolvimento do mercado: o livre acesso aos gasodutos e a troca operacional de gás natural. Sete anos após a publicação da lei, a ANP regulamentou as atividades. Agora, resta saber se o fluxo de mudanças será mais ágil no mercado do que foi no ambiente regulatório.

A Resolução 11/2016, publicada em 28 de março de 2016, determina que “o acesso de terceiros à infraestrutura de transporte existente deve ser ofertado e concedido sempre que possível, de modo a permitir a efetiva competição nas atividades de produção e comercialização de gás natural”. Somente os dutos de transporte − aqueles que conectam unidades de processamento de gás (UPGN), estocagem e outros gasodutos de transporte a pontos de entrega de distribuidoras de gás natural − estão incluídos na resolução.

A medida utiliza a figura do carregador de gás natural, que se refere justamente à empresa que detém o combustível, seja por via de importação ou por produção própria, e quer transportá-lo para algum cliente por meio de dutos já existentes. Hoje, a malha de gasodutos de transporte brasileira está toda nas mãos da Petrobras, por meio das subsidiárias TAG e NTS (Nova Transportadora do Sudeste).

Depois da reestruturação realizada no ano passado, a TAG ficou responsável por 802 km de dutos na região Norte e outros 3.021 km no Nordeste. Já a NTS controla 2.727 km de dutos de transporte no Sudeste. As subsidiárias devem compor o plano de desinvestimento da Petrobras, e já há um sinal de que a transportadora do Sudeste pode ser a primeira a ser vendida. A canadense Brookfield Asset Management, a chinesa CNPC e uma joint venture entre o Canadian Pension Plan Investment Board e a francesa Engie seriam algumas das empresas interessadas no ativo.

Como a resolução determina, o proprietário do duto não pode utilizar a instalação para transportar volumes próprios. O que significa que, teoricamente, a Petrobras precisará concorrer com terceiros para transportar gás natural e, assim, o mercado fica aberto para novos players. “O livre acesso ao sistema de transporte materializa as condições para a diversificação e atuação de novos agentes no mercado de gás natural, sejam produtores, importadores, comercializadores, distribuidoras e consumidores livres”, afirmou Marcio Balthazar da Silveira, sócio da consultoria NatGas Economics e ex-gerente da Petrobras.

Já a troca operacional, ou swap, é entendida como uma consequência quase natural do uso democrático dos gasodutos. A atividade consiste na negociação de transporte de gás que não envolve o fluxo físico da molécula, e sim a capacidade em gasodutos distintos. De acordo com a nova resolução, a ANP fica responsável por calcular a tarifa de transporte aplicável à troca operacional, utilizando as informações de custos e despesas apresentadas pelo transportador em sua proposta.

Questões fiscais no caminho

Para que o livre acesso e a troca operacional se tornem realidades práticas no mercado, alguns detalhes precisam ser resolvidos, como a tributação. “Um dos desafios críticos é a adequação do sistema tributário interestadual para permitir a operação eficiente do sistema de transporte”, explicou o diretor de Marketing, Planejamento e Suprimento da Comgás, Sérgio Luiz da Silva.

O problema deve surgir quando o fluxo cruzar estados. Um cliente livre de São Paulo pode, por exemplo, fechar um contrato de compra de gás natural com um supridor do Rio de Janeiro, que importa e faz a regaseificação de GNL. No entanto, por uma questão de fluxo do sistema de transporte, pode ser mais interessante que esse cliente seja abastecido com gás da Bolívia. Assim, é possível negociar um swap para que o cliente de SP receba o combustível boliviano enquanto o importador do RJ abastece outro consumidor, como uma termelétrica, do estado fluminense.

Apesar de a troca operacional abrir espaço para esse tipo de arranjo, surgem problemas fiscais, como a cobrança do ICMS. “Quando o sistema de troca é bastante ramificado, como é na Europa, as divisões tributárias atrapalham, já que o swap é utilizado para aumentar a eficiência da infraestrutura existente”, segundo a consultora Sylvie D’Apote da Prysma ET&T.

Na visão de Augusto Salomon, presidente da Abegás, é importante viabilizar a troca operacional sem prejudicar a arrecadação estadual, pois pode haver “dificuldade na equalização do ICMS incidente sobre atividades de transporte e importação, assim como das alíquotas interestaduais. É preciso equacionar esse modelo de forma a contribuir para investimentos em infraestrutura”.

Mais players no mercado

O swap de gás natural prevê, por si só, que mais de um agente esteja fornecendo o energético para o mercado. Hoje, somente a Petrobras faz isso − seja produzindo nas áreas em que detém 100% da concessão, seja comprando o volume produzido por outras empresas ou até importando GNL e fornecendo a partir de seus terminais de regaseificação.

“Hoje, temos poucos produtores de gás natural no Brasil, além, claro, da Petrobras. Mesmo esses produtores, que têm pouca quantidade, vendem sua produção para a Petrobras por uma questão de infraestrutura, já que a petroleira é dona de todos os gasodutos de transporte e também das UPGNs”, analisa Sylvie.

A exceção é o gás produzido no Maranhão pela Parnaíba Gás Natural (PGN), que é utilizado em um projeto integrado com o parque termelétrico da Eneva.

A nova resolução permite, contudo, que sócios da petroleira em campos produtores de gás, como em Manati (BA), e até players com novas descobertas, como a Repsol, que recentemente finalizou as atividades previstas no plano de avaliação da descoberta (PAD) de Pão de Açúcar, Seat e Gávea, comercializem gás por conta própria.

A consultora afirmou que “no pré-sal, empresas podem negociar o uso dos gasodutos para comercializar o percentual de gás que é produzido por elas, em vez de vendê-lo para a Petrobras. O mercado também vai observar com muito interesse o que for desenvolvido na descoberta de Pão de Açúcar, da Repsol. Outros produtores de gás vão surgir e, por isso, democratizar o uso da infraestrutura de transporte é muito importante”.

Apesar de o interesse pelo energético ser grande, há muitas incertezas quanto ao início da produção de uma nova descoberta, que depende do tamanho da reserva, de infraestrutura para escoamento e da própria viabilidade econômica. Por fatores como esses, os primeiros players a utilizar a troca operacional devem ser outros: os importadores de GNL.

Nos leilões de energia nova A-5 dos últimos dois anos, foram contratadas três usinas termelétricas a gás natural. Duas do grupo Bolognesi − a UTE Novo Tempo (1.238 MW), em Pernambuco, e a UTE Rio Grande (1.238 MW), no Rio Grande do Sul − e a UTE Sergipe I (1.515 MW), do consórcio formado por EBrasil (51%), Genpower e Golar (49% juntas). O projeto das empresas inclui a instalação de terminais de regaseificação de GNL para atender ao consumo das usinas, e, possivelmente, vender volumes excedentes de gás para o mercado local.

A ideia do grupo Bolognesi, que negociou duas usinas no leilão de 2014, era instalar duas unidades flutuantes de armazenamento e transferência (FSRUs, na sigla em inglês), um no porto de Suape e outro em Rio Grande. A princípio, as embarcações teriam capacidade de produzir 14 milhões de m3/dia de gás natural cada, volume bem superior ao consumo das usinas. Do outro lado da cadeia, as distribuidoras locais de gás, Copergás (PE) e Sulgás (RS), já demonstraram interesse em comprar o excedente produzido.

A Bolognesi tem passado por dificuldades financeiras para levantar suas usinas, cuja construção foi afetada pela forte alta na cotação do dólar em relação ao real de 2014 para 2015. As obras, inicialmente previstas para começar no final do ano passado, atrasaram e ainda não foram iniciadas.

Enquanto negocia com a Aneel uma saída para evitar multas, uma saída para a Bolognesi é dar maior destaque para o que antes era considerado apenas um upside do projeto e, assim, contar com a nova resolução da ANP para negociar um swap de gás com a Petrobras.

“Com todos os novos projetos de terminais de regaseificação, e até com a possível venda dos terminais da Petrobras, vão surgir importadores de GNL que, com a regulamentação da troca operacional, podem disponibilizar mais gás para o mercado nacional”, avalia Sylvie.